8月下旬以来，全国超过20个省、自治区、直辖市出台了力度不等的停、限电措施。至9月23日，东北三省突然无预警的拉闸限电，涉及居民用电，一时间“限电停产”引发全民聚焦，彻底出圈了。此前的限电停产措施，主要是针对工业用电，主要集中在钢铁、有色、化工等高耗能高排放企业。不少自媒体为了博关注引流量还强行解读为“大棋论”：由于我国经济快速回暖，大量海外订单涌向国内，很多企业扩充生产线，既带动国外原材料价格上涨，也造成产能过剩，所以国家提前出手，限制产能、反出口企业内卷。这种为了减肥做截肢的论调，实在是牵强附会。
那么限电背后，发生了什么？我们以期货人的视角为大家分析一二。
截至2021年8月底，全国发电装机容量22.8亿千瓦，同比增长9.5%。其中，非化石能源装机容量10.4亿千瓦，同比增长18.1%，占总装机容量的45.6%。火电装机12.8亿千瓦，占比下降至56%。今年风电、太阳能发电装机增速尤为突出，分别为同比增长33.8%与24.6%，合计装机占比达25.4%.
1-8月份，全国规模以上电厂发电量5.39亿千瓦时，全国发电设备累计平均利用小时2560小时。从这个数据来看，我们电力产能的负荷并不算高，装机量已经考虑了高负荷因素。之所以还会出现供应紧张，是因为相比火电，其他的电力来源都有或多或少的缺陷，比如光伏只能白天开动；风电受风力大小影响，功率波动很大；水电则受气候影响；抛开碳排放因素，只有火电能够保证稳定性与可控性。
现实情况正是如此，风电的不稳定是造成本次东北缺电的重要原因之一。气候异常影响下，今年夏季雨带偏北，长江上游及西南降水不足，导致水电发力大幅下降。
数据显示，我国目前对火电的依赖依然比较严重。至8月底，火电装机占比虽然降到了56%，却贡献了71.8%的电力供给（1-8月火电发电量3.87亿千瓦时）；而风电和光伏装机虽然有25.4%的占比，但发电量仅占总体的10%左右。
8月是水电发力旺季，但今年8月水电同比下降4.7%。1-8月份，全国各省送出电量合计10629亿千瓦时。其中，火电为主的省份输出增长明显，内蒙古送出电量同比增长21.4%，山西送出电量同比增长21.8%，新疆送出电量同比增长25.2%；水电输出明显下滑，云南送出电量同比下降3.1%；四川送出电量同比下降11.6%。
由此可见，今年是全国范围限电的原因不是电力产能不足，而是气候异常导致清洁能源发电不给力，火电企业背负更大的的发电压力。
煤价是决定火电厂成本的核心要素，煤炭往往占发电成本70%左右。在火电的依赖度这么高的情况下，火电的成本端煤炭供应紧缺，是今年限电的主要原因。
煤炭行业经过2016-2018年的供给侧改革，议价权随着行业集中度上升而加大。晋陕蒙的动力煤产能占比达73%以上。然而主产区超能力生产被遏止，安监、环保、反腐清查等原因都可能导致煤炭供给缩减。供给弹性降低，即使煤价上涨，产量也难以提升。2020年内蒙开展煤炭资源领域违规违法问题专项整治，对涉煤腐败倒查20年。煤管票管控更加规范严格。2021年3月1日起正式施行的“刑法修正案（十一）”规定：对未发生生产事故，但存现实危险的违法行为提出追究刑事责任。该规定直接造成煤矿超产意愿大幅降低，使得政府阶段性鼓励生产以“保供”的调节供给手段面临失效。此外，2021年澳煤进口清零，另一个传统进口来源国印尼供应履约保障能力不足。叠加全球疫情控制后的需求复苏，全球性电力短缺，化石能源产品价格全面暴涨。
在能耗双控背景下，煤炭项目审批更加严格。保供增产见效缓慢，全社会库存处于极低水平。9月本应是淡季累库周期，但在限电助攻之下，9月底煤炭江湖73港库存数据不足5000万吨，同样的数据口径，2019年同期是8100万吨附近，2020年同期是7000万吨附近。因此今年煤价上涨底气十足，至9月末环渤海港口5500大卡市场煤价达到1700元/吨左右，比年初价格翻了一倍。
煤炭作为工业能源和大宗商品，早早完成了价格市场化；电力作为公共事业，电价多少要服从“看得见的手”指挥。2004年，发改委就提出煤电联动政策，初衷是通过行政手段响应煤价波动，在一定程度上解决电价与煤价“一个计划一个市场”的症结。但是，煤电联动本身就是一个“事后调节”的机制，加上政策规定了不少于6个月的“联动周期”，相比快速波动的煤价，电价的调整频率太低。这也导致了一个非常有趣的行业现象：煤价进入上涨周期，火电企业便开始集体哭穷，上书中央“呼吁煤电联动”。煤价步入下跌周期，舆论又开始对电价发难。在2020年煤电联动被浮动电价替换前，全国性的电价调整一共出现了12次，其中8次明确与煤电联动制度挂钩。
从2020年1月1日起，全国取消煤电价格联动机制，将标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化机制。基准价按各地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。计划赶不上变化，疫情后煤炭跟随大宗商品普涨，而降低工商业用电成本成为一种倾向，电价迟迟不上调，火电厂发一度亏一度。
一边是成本端煤炭供应短缺，一边是火电企业承受亏损，且电网回款不及时，现金流断裂，断电也是顺水推舟。
“能耗双控”是执行多年的老政策。从2006年开始，我国将能耗强度作为约束性指标，2011年开始实施能耗双控考核。“十三五”规划提出，到2020年，单位GDP能源消耗比2015年降低15%，能源消费总量低于50亿吨标准煤的目标。今年是双碳目标的开局之年，对于能耗双控目标的执行力度大幅提升。今年5月和8月，发改委都以报身份证的方式点名批评了能耗不降反升的省份。一些地方前期指标用完，只能假期前一天赶作业。
今年能耗双控的背后，是需求表现超预期。疫后随着全球北美、欧洲等制造业订单不断向疫情控制较好的中国（尤其沿海地区）流动，我国工业生产显示出强劲的发展势头。国家统计局数据显示，1-8月规模以上工业增加值同比增长13.1%，出口方面，8月份规模以上工业出口交货值同比增长14.8%。1-8月制造业投资同比增长15.7%，高于全部投资增速6.8个百分点。电力需求向好，1-8月份全社会累计用电量同比上升13.8%。其中，占全社会用电量2/3的第二产业用电量增长了13.1%，是推动全社会用电量高增长的核心原因。
能耗双控涉及的主要行业有化工、钢铁、有色、水泥建材等高耗能行业。大规模的限电限产导致硅料、电解铝、水泥、煤化工等产品价格走高。相对于火电企业，这部分用煤用电企业价格传导机制顺畅，对高煤价的接受能力更强。
对于能耗双控来说，停产限电只能是应急之举，而非长久之计。被动停产压抑的需求也会延后兑现。当尽快落地阶梯电价，用市场手段倒逼高耗能低附加值的企业主动转型。
大型公共事件，往往都会成为改革的契机。而这一轮的拉闸限电，也必然会促使产业界与决策层，重新审视国内能源结构的方方面面。我国目前的能源结构，其实处于一个“未立先破”的局面：即传统能源投资下降、新型能源投资加速的切换已经完成，但对应的能源供给的切换还没有完成。而一些地方“运动式”的减碳，又将这个切换过程中的缺陷暴露了出来。
火电是个成本、定价、产量都不由企业控制的行业，这次的拉闸限电终于刺激浮动电价政策施行。7月底至9月30日，已至少8个省、自治区、直辖市允许上网电价上浮，浮动范围均不超过此前要求的10%上限。6个省份通过拉大峰谷电差，引导用户错峰用电。目前各地电价调整暂不涉及居民用电。
产业链上的短期的停产限电，给工业品带来了短期的题材炒作机会。长期来看，未来电力市场化改革的脚步将越来越快，配合能耗双控及双碳目标的逐步落实，高耗能产业的电力成本将越来越高，结构化的调整有望酝酿出更大的趋势性行情。
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